Номер участка. | Длина участка, км. | Рв,кВт. | Qв,кВАр. | Sв,кВА. | rо,Ом/км. | xо,Ом/км. | U в,В. | U в,%. |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
89-34 | 0,17 | 5 | - | 5 | 0,83 | 0,308 | 1,857 | 0,489 |
88-89 | 0,03 | 6,8 | 4,22 | 8 | 0,83 | 0,308 | 0,548 | 0,144 |
86-88 | 0,06 | 8,6 | 5,33 | 10,12 | 0,83 | 0,308 | 1,386 | 0,365 |
85-86 | 0,03 | 10,4 | 6,45 | 12,24 | 0,83 | 0,308 | 0,838 | 0,221 |
83-85 | 0,055 | 12,2 | 7,56 | 14,35 | 0,83 | 0,308 | 1,803 | 0,474 |
82-83 | 0,03 | 14 | 8,68 | 16,47 | 0,576 | 0,297 | 0,84 | 0,221 |
80-82 | 0,06 | 15,8 | 9,80 | 18,59 | 0,576 | 0,297 | 1,896 | 0,499 |
79-80 | 0,04 | 23,1 | 14,32 | 27,18 | 0,308 | 0,274 | 1,162 | 0,306 |
ТП-79 | 0,015 | 26,7 | 16,55 | 31,42 | 0,308 | 0,274 | 0,504 | 0,133 |
10,83 | 2,85 |
Таблица 2.10 Потери напряжения после преобразования сети ТП-55-6-15, Ф-2
Номер участка. | Длина участка, км. | Рв,кВт. | Qв,кВАр. | Sв,кВА. | rо,Ом/км. | xо,Ом/км. | U в,В. | U в,%. |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
7-6 | 0,055 | 6 | 1,75 | 6,25 | 0,83 | 0,308 | 0,799 | 0,21 |
9-7 | 0,03 | 7,2 | 4,46 | 8,47 | 0,83 | 0,308 | 0,58 | 0,153 |
10-9 | 0,03 | 10,8 | 6,7 | 12,71 | 0,83 | 0,308 | 0,871 | 0,229 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
79-10 | 0,09 | 13,2 | 8,18 | 15,53 | 0,83 | 0,308 | 3,192 | 0,84 |
75-74 | 0,07 | 28,9 | 17,92 | 34 | 0,308 | 0,274 | 2,544 | 0,669 |
77-76 | 0,03 | 32,5 | 20,15 | 38,24 | 0,308 | 0,274 | 1,226 | 0,323 |
78-77 | 0,03 | 34,3 | 21,27 | 40,36 | 0,246 | 0,292 | 1,156 | 0,304 |
ТП-78 | 0,015 | 36,1 | 22,38 | 42,48 | 0,246 | 0,292 | 0,609 | 0,16 |
10,98 | 2,89 |
Таблица 2.11 Потери напряжения после преобразования сети ТП-55-6-15, Ф-3
Номер участка. | Длина участка, км. | Рв,кВт. | Qв,кВАр. | Sв,кВА. | rо,Ом/км. | xо,Ом/км. | U в,В. | U в,%. |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
25-26 | 0,03 | 3 | 1,75 | 3,47 | 0,83 | 0,308 | 0,239 | 0,063 |
23-25 | 0,06 | 4,8 | 2,98 | 5,65 | 0,83 | 0,308 | 0,774 | 0,204 |
22-23 | 0,03 | 6,6 | 4,09 | 7,77 | 0,83 | 0,308 | 0,532 | 0,140 |
20-22 | 0,06 | 8,4 | 5,21 | 9,88 | 0,83 | 0,308 | 1,354 | 0,356 |
18-20 | 0,06 | 10,2 | 6,32 | 12,00 | 0,83 | 0,308 | 1,644 | 0,433 |
17-18 | 0,03 | 12 | 7,44 | 14,12 | 0,83 | 0,308 | 0,967 | 0,255 |
16-17 | 0,03 | 13,8 | 8,56 | 16,24 | 0,576 | 0,297 | 0,828 | 0,218 |
15-16 | 0,04 | 17,4 | 10,79 | 20,47 | 0,576 | 0,297 | 1,392 | 0,366 |
27-15 | 0,02 | 21 | 13,02 | 24,71 | 0,308 | 0,274 | 0,528 | 0,139 |
ТП-27 | 0,11 | 32,2 | 19,96 | 37,89 | 0,308 | 0,274 | 4,454 | 1,172 |
12,71 | 3,35 |
В данном случае потери напряжения находятся в пределах нормы, менее 7%, тем самым мы можем принять данную схему реконструкции.
2.2.7 Расчет потерь энергии после реконструкции
Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Потери энергии по фидерам определяем по формуле 1.5, результаты сводим в таблицы 2.12, 2.13, 2.14, 2.15, 2.16, 2.17.
Таблица 2.12 Расчет потерь энергии по ТП–55-6-9, Ф-1
№ Уч-ка. | l, км. | Imax, А. | DW, кВт×ч. |
1 | 2 | 3 | 4 |
130-131 | 0,045 | 10,13 | 21,84 |
129-130 | 0,03 | 16,21 | 37,28 |
128-129 | 0,03 | 19,25 | 52,57 |
127-128 | 0,03 | 22,28 | 48,91 |
126-127 | 0,03 | 28,36 | 79,23 |
124-126 | 0,06 | 31,4 | 138,92 |
122-124 | 0,07 | 34,44 | 194,97 |
114-122 | 0,07 | 37,48 | 230,89 |
ТП-114 | 0,015 | 43,55 | 66,82 |
871,42 |
Таблица 2.13 Расчет потерь энергии по ТП–55-6-9, Ф-2
№ Уч-ка. | l, км. | Imax, А. | DW, кВт×ч. |
1 | 2 | 3 | 4 |
99-100 | 0,03 | 10,13 | 14,56 |
96-99 | 0,09 | 13,17 | 73,83 |
95-96 | 0,03 | 22,79 | 36,59 |
102-95 | 0,12 | 28,87 | 234,84 |
107-102 | 0,03 | 31,91 | 71,72 |
110-107 | 0,03 | 34,94 | 86,03 |
112-110 | 0,06 | 37,98 | 203,29 |
113-112 | 0,03 | 53,51 | 120,47 |
ТП- | 0,04 | 59,59 | 199,18 |
1040,51 |
Таблица 2.14 Расчет потерь энергии по ТП–55-6-9, Ф-3
№ Уч-ка. | l, км. | Imax, А. | DW, кВт×ч. |
1 | 2 | 3 | 4 |
36-35 | 0,15 | 10,13 | 72,81 |
37-36 | 0,03 | 16,21 | 37,28 |
38-37 | 0,03 | 22,28 | 48,91 |
39-38 | 0,03 | 25,32 | 63,16 |
40-39 | 0,03 | 28,36 | 79,23 |
100-40 | 0,09 | 52 | 341,18 |
ТП-100 | 0,075 | 61,11 | 392,75 |
1035,3 |
Таблица 2.15 Расчет потерь энергии по ТП–55-6-15, Ф-1
№ Уч-ка. | l, км. | Imax, А. | DW, кВт×ч. |
1 | 2 | 3 | 4 |
89-34 | 0,17 | 8,44 | 57,3 |
88-89 | 0,03 | 11,48 | 18,7 |
86-88 | 0,06 | 14,52 | 59,83 |
85-86 | 0,03 | 17,56 | 43,75 |
83-85 | 0,055 | 20,60 | 110,37 |
82-83 | 0,03 | 23,63 | 55,02 |
80-82 | 0,06 | 26,67 | 140,15 |
79-80 | 0,04 | 39 | 106,79 |
ТП-79 | 0,015 | 45,07 | 53,5 |
645,42 |
Таблица 2.16 Расчет потерь энергии по ТП–55-6-15, Ф-2
№ Уч-ка. | l, км. | Imax, А. | DW, кВт×ч. |
1 | 2 | 3 | 4 |
7-6 | 0,055 | 10,13 | 26,7 |
9-7 | 0,03 | 12,15 | 20,97 |
10-9 | 0,03 | 18,23 | 47,18 |
79-10 | 0,09 | 22,28 | 211,43 |
75-74 | 0,07 | 48,79 | 292,51 |
77-76 | 0,03 | 54,87 | 158,54 |
Таблица 2.17 Расчет потерь энергии по ТП–55-6-15, Ф-3
№ Уч-ка. | l, км. | Imax, А. | DW, кВт×ч. |
1 | 2 | 3 | 4 |
25-26 | 0,03 | 5,06 | 3,64 |
23-25 | 0,06 | 8,1 | 18,64 |
22-23 | 0,03 | 11,14 | 17,62 |
20-22 | 0,06 | 14,18 | 57,08 |
18-20 | 0,06 | 17,22 | 84,16 |
17-18 | 0,03 | 20,26 | 58,25 |
16-17 | 0,03 | 23,3 | 53,46 |
15-16 | 0,04 | 29,37 | 113,31 |
27-15 | 0,02 | 35,45 | 44,13 |
ТП-27 | 0,11 | 54,36 | 570,63 |
1020,92 |
Определим общие потери энергии в реконструированной схеме электроснабжения по формуле (1.7).
DWТП-55-6-9 = 871,42 + 1040,51 + 1035,3 = 2947,24 кВт×ч
DWТП-55-6-15= 645,42 + 976,49 + 1020,92 = 2642,82 кВт×ч
DWрек = 2947,24 + 2642,82 = 5590,06 кВт×ч
Потери энергии до реконструкции составляли – SDWсущ= 59915,37 кВт×ч,
Снижение потерь после реконструкции снизились в 10,72 раза.
2.2.8 Выбор трансформаторов для первого и второго участков
Нагрузки трансформаторов определяем по формуле 1.1, но при этом учитываем мощность, расходуемую уличным освещением. Для освещения территории приближенно принимаем 5,5 Вт на 1 метр линии электропередачи. Сети 0,4 кВ ТП–55-5-6 имеют 69 пролета линий электропередачи (ЛЭП) каждый пролет составляет в среднем 30 метров, поэтому суммарная протяженность сетей составляет 2070 метров, а ТП–55-5-15 имеют 53 пролета линий электропередачи (ЛЭП), поэтому суммарная протяженность сетей составляет 1590 метров.
ТП–55-6-9:
Ртп-55-6-9 = Рф3 + DРф2 +DРф1 + DРул.освещ, кВт
Ртп-55-6-9 = 42,59 + 27,26 + 19,4 + 11,39 = 100,98 кВт
Sтп-55-6-9 = 100,98 / 0,9 = 112,2 кВА
ТП–55-6-15:
Ртп-55-6-15 = Рф2 + DРф1 +DРф3 + DРул.освещ, кВт
Ртп-55-6-15 = 42,48 + 20,2 + 25 + 8,75 = 96,43 кВт
Sтп-55-6-15 = 96,43 / 0,9 = 107,14 кВА
Таблица 2.1 Технические характеристики трансформатора ТП–250 кВА
Тип | Sном, кВА | Сочетаниенапряжений | Схема и группа соединения обмоток | Потери, кВт | Uкз,% | Iхх,% | Вид переключенияответвленийобмоток | ||
ХХ | КЗ | ||||||||
ВН | НН | ||||||||
ТП | 100 | 10 | 0,4 | Y/Yн-0 | 0,42 | 2,27 | 4,7 | 2,6 | ПБВ |
Таблица 2.2 Габаритные размеры и масса двух обмоточного трансформатора ТП–250 кВА
Габариты, м, не более | Масса, т, не более | ||||||
Тип | Длина, м | Ширина, м | Высота, м | Полная | Масла | Транспортная | |
Полная | До крышки | ||||||
ТП – 100/10 | 1,3 | 1,3 | 2,74 | 2,14 | 1,1 | – | – |
3. Расчёт токов короткого замыкания
Для выбора электрооборудования необходимо рассчитать токи нормального режима работы сети и определить токи короткого замыкания
Токи к.з. рассчитывают для проверки токоведущих частей и аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, выбора грозозащитных разрядников, релейных защит и заземляющих устройств.
Расчет токов к.з. методом относительных единиц. Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.